NO336381B1

NO336381B1 - Borefluider inneholdende et alkalimetallformiat

Info

Publication number: NO336381B1
Application number: NO20033585A
Authority: NO
Inventors: William J Benton; John Toups; Roger U Weems
Original assignee: Cabot Specialty Fluids Inc
Priority date: 2001-02-14
Filing date: 2003-08-13
Publication date: 2015-08-10
Also published as: MY140701A; AU2002240370A1; WO2002064697A2; ATE440928T1; WO2002064697A3; NO20033585L; EP1360260B1; CA2438465C; US6818595B2; DE60233472D1; CA2438465A1; NO20033585D0; US20030162669A1; EP1360260A2; DK1360260T3; MXPA03007354A

Abstract

Et borefluid eller boreslam er beskrevet, hvor borefluidet inneholder minst ett alkalimetallformiat eller en verdig karboksylsyresalt. Borefluidet inneholder videre fortrinnsvis minst en emulgator eller et overflateaktivt nuddel og minst ett hydrokarbonbasert fluid. Borefluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse kan inneholde andre konvensjonelle bestanddeler. Den foreliggende oppfinnelse tillater at borefluider kan være i hovedsak uten innhold av faste stoffer på grunn av anvendelsen av alkalimetallformiatet.

Description

OPPFINNELSENS BAKGRUNN

Den foreliggende oppfinnelse vedrører boring og nærmere bestemt borefluider anvendt ved boring, slik som ved boring av en brønn for utvinning av hydrokarboner eller andre materialer.

Ved boreoperasjoner, slik som ved boringen som finner sted på oljefelter, blir borefluider formulert for å tjene flere funksjoner. Disse funksjoner inkluderer å virke som et smøremiddel for borekronen for å redusere slitasje og friksjon under boringen, og også å tette formasjonsoverflaten ved å danne en filterkake. For tiden blir det i industrien benyttet både oljebasert slam (OBM) og vannbasert slam (WBM). Mer nylig er syntetisk baserte slam (SBM) også tatt i bruk for boreoperasjoner. I borefluidet finnes midler for smøring så vel som vektmaterialer for å oppnå en tetthet som typisk produserer et høyere trykk enn det omgivende trykk i borehullet. Videre vil borefluidet også inneholde et tette-eller fluidtapmiddel, slik som kalsiumkarbonat for porebroing, især polysakkarider og andre polymerer, for å danne filterkaken på formasjonsoverflaten i borehullet. I tillegg, når borefluider benyttes under boring, vil borefluidene også inneholde spon (borekaks), slik som små fragmenter av skifer og sandstein. Under boreoperasjoner og senere, vil filterkaken tette formasjonsoverflaten i borehullet slik at brønnhullet kan utformes fullstendig uten noen lekkasje fra formasjonsoverflaten inn i borehullet og/eller uten noen lekkasje av borefluider inn i formasjonsoverflaten. Mens filterkaken er gunstig av de ovennevnte årsaker, kan den straks boringen er fullført og utvinning av hydrokarboner er det neste trinn, funksjonere som en alvorlig hmdring mot utvinningen av hydrokarboner. For eksempel kan filterkaken hindre utvinning av hydrokarboner fra formasjonsoverflater som er blitt blokkert eller tettet med filterkaken. Videre, når injektorer benyttes for å bibeholde reservoartrykket, for eksempel injeksjon av sjøvann, kan operasjonen bli vesentlig forringet på grunn av at filterkaken forhindrer sjøvannet fra å komme inn i formasjonen, slik at den utgjør en restriksjon mot strømmen av vann inn i reservoaret. Følgelig foretrekker industrien å fjerne filterkaken fra borehullet for å optimalisere produktiviteten. Dersom filterkaken ikke fjernes, kan den blokkere porene som utgjør formasjonsoverflaten i borehullet, hvilket vil forringe utvinningen av hydrokarboner. Ved mange boreoperasjoner kan borefluidet inneholde opp til 5 vekt% av et porebroingsmateriale, slik som kalsiumkarbonat. Kalsiumkarbonat (CaCOs) er typisk en blanding av partikkelstørrelser med en partikkelstørrelsesfordeling utformet for å optimalisere broingen av porene funnet i formasjonen. Porestørrelsesfordelingen for formasjonen bestemmes fra permeabiliteten, fortrinnsvis ved direkte måling av porøsitet og permeabilitet for kjerneprøver tatt ut fra reservoaret.

Straks boreoperasj onene er fullført, blir brønnen preparert for kompletterings-operasjoner hvorved slammet benyttet for boring ofte blir erstattet med et komplerteringsfluid. Komplerteringsfluider er typisk vannbaserte klare fluider som er formulert til samme tetthet som slammet benyttet for å bore brønnen for å bibeholde det hydrauliske trykk på borehullet. Det er mange metoder for komplettering av en brønn, hvorav noen er åpenhulls-kompletteringen og gruspakke-silsystemer. De klare fluider er typisk halidbaserte saltlaker slik som kalsiumbromid, kalsiumklorid og sinkbromid; eller organisk baserte saltlaker slik som formiatbaserte fluider.

I dokumentet US 6127319 A beskrives et borefluid inneholdende et emulgeringsmiddel. I dokumentet US 4900457 A er det beskrevet en vandig polysakkaridsammensetning som benyttes som borefluid.

Ved boring av en olje eller gassbrønn er anvendelse av hydrokarbonbaserte borefluider sterkt foretrukket på grunn av de iboende fordeler med å ha et eksternt fasefluid i kontakt med formasjonen. Imidlertid er en vesentlig ulempe med et hydrokarbonbasert borefluid at vektmaterialer, slik som barytt, kalsiumkarbonat, eller hematitt, må tilføres for å øke tettheten av fluidet. Disse vektmaterialer i fast fase er i stand til å gjøre skade på formasjonen med hensyn til etterfølgende produksjon.

Det finnes derfor et behov for å tilveiebringe hydrokarbonbaserte borefluider som fortrinnsvis er uten innhold av faste stoffer eller har lavt innhold av faste stoffer i borefluidet, for å unngå de ovennevnte ulemper.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

Et trekk med den foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe borefluider som er uten innhold av faste stoffer eller inneholder små mengder faste stoffer.

Et annet trekk med den foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe borefluider som er i form av en hydrokarbon-vannemulsjon som er egnet for anvendelse som borefluider.

Et ytterligere trekk med den foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe borefluider som kan ha en variasjon av ulike tettheter for å være anvendbare i en variasjon av boresituasjoner avhengig av boredypet og/eller andre variabler.

Et annet trekk med den foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe et mer miljøvennlig borefluid som i hovedsak kan være vannbasert.

Ytterligere trekk og fordeler med den foreliggende oppfinnelse vil fremsettes delvis i beskrivelsen som følger, og delvis være innlysende fra beskrivelsen, eller kan læres ved utøvelse av den foreliggende oppfinnelse. Målene og andre fordeler med den foreliggende oppfinnelse vil innses og oppnås ved hjelp av elementer og kombinasjoner som særlig er påpekt i beskrivelsen og de vedføyde krav.

For å oppnå disse og andre fordeler, og i henhold til hensikten med den foreliggende oppfinnelse, som definert og bredt beskrevet her, vedrører den foreliggende oppfinnelse et borefluid som angitt i krav 1, som inneholder minst ett alkalimetallformiat og fortrinnsvis minst ett overflateaktivt middel. Ytterligere alkalimetallformiater, fuktemidler, hydrokarboner, faste vektmaterialer, tette- eller fluidtapmidler, filtreringskontrollmidler og/eller polymerer for ytterligere å styre viskositet og/eller andre konvensjonelle tilsatser slik som organoleirer og lignende, kan også valgfritt være til stede i forbindelse med og innenfor omfanget for den foreliggende oppfinnelse.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører videre en fremgangsmåte for å bore en brønn som angitt i krav 10, omfattende å bore en brønn i nærvær av det ovennevnte borefluid ifølge den foreliggende oppfinnelse.

Oppfinnelsen vedrører videre en fremgangsmåte for å minimalisere eller eliminere innhold av faste stoffer i et borefluid ved å substituere minst en del av det faste vektmateriale med minst ett alkalimetallformiat og fortrinnsvis minst ett overflateaktivt middel.

Det innses at både den ovennevnte generelle beskrivelsen og den etterfølgende detaljerte beskrivelse er eksempler og kun sådanne, og er ment å gi en videre forklaring av den foreliggende oppfinnelse, som definert ved kravene.

DETALJERT BESKRIVELSE AV DEN FORELIGGENDE OPPFINNELSE

Den foreliggende oppfinnelse vedrører borefluider for anvendelse ved boreoperasjoner. For eksempel kan borefluidet benyttes ved boring av en brønn for utvinning av hydrokarboner slik som olje og/eller gass. Borefluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse kan også benyttes ved andre boreoperasjoner, når borefluider blir benyttet.

Borefluidet ifølge den foreliggende oppfinnelse inneholder minst ett alkalimetallformiat eller enverdig karboksylsyresalt og fortrinnsvis minst ett overflateaktivt middel eller emulgator. Borefluidet ifølge oppfinnelsen kan inneholde en emulgator av en vannbasert løsning med et hydrokarbonbasert fluid i den hensikt å danne borefluidet hvor borefluidet inneholder minst ett alkalimetallformiat og fortrinnsvis minst ett overflateaktivt middel sammen med minst ett hydrokarbonbasert fluid.

Fortrinnsvis inneholder borefluidet cesiumformiat som alkalimetallformiatet. Mer foretrukket inneholder borefluidet to eller flere alkalimetallformiater, hvor fortrinnsvis ett av alkalimetallformiatene er cesiumformiat. En foretrukken kombinasjon av formiater inkluderer, men er ikke begrenset til cesiumformiat med kaliumformiat. Andre kombinasjoner av alkalimetallformiater kan benyttes, slik som natriumformiat og kaliumformiat eller natriumformiat og cesiumformiat. I hovedsak enhver kombinasjon av ett eller flere enverdige karboksylsalter kan benyttes for borefluidene ifølge oppfinnelsen.

Alkalimetallformiater er kommersielt tilgjengelige. For eksempel kan cesiumformiat tilveiebringes fra Cabot Corporation. Cesiumformiatet kan fremstilles for eksempel ved å følge beskrivelsen fremsatt i patentpublikasjon W096/31435, herved innbefattet ved henvisning. Cesiumformiatet som foreligger i borefluidet, fortrinnsvis som et løselig salt, som nevnt ovenfor, kan foreligge i enhver konsentrasjon og cesiumformiat-løsningen er væskeformig ved romtemperatur. Derfor kan konsentrasjonen av cesiumformiatet i borefluidet være fra 1 % til 100 % etter vekt, og mer foretrukket fra 40 til 95 vekt%, og enda mer foretrukket fra 55 til 85 vekt%, eller foreligge i borefluidet i området fra 70 til 85 vekt% basert på vekten av borefluidet. Ved siden av de valgfrie bestanddeler og fortrinnsvis overflatemidlet og/eller hydrokarbonfluidet, kan det resterende av borefluidet være vann eller andre vandige løsninger. Konvensjonelle bestanddeler benyttet i borefluider kan også anvendes med borefluidet ifølge oppfinnelsen.

Andre alkalimetallformiater som kan benyttes med oppfinnelsen er kaliumformiat og natriumformiat, hvilke er kommersielt tilgjengelige. Disse alkalimetallformiater kan også fremstilles på lignende måte som cesiumformiatløsningen beskrevet ovenfor, og blir også hyppig tilveiebrakt som biprodukter fra esterhydrolyse.

Med hensyn til borefluidet ifølge oppfinnelsen er fortrinnsvis mist 35 volum% av fluidet i borefluidet en vannbasert løsning inneholdende minst ett alkalimetallformiat. Mer foretrukket er minst 50 volum% av fluidene foreliggende i borefluidet en vannbasert løsning inneholdende minst ett alkalimetallformiat og enda mer foretrukket er minst 75 volum% av fluidene som foreligger i borefluidet ifølge oppfinnelsen en vannbasert løsning inneholdende minst ett alkalimetallformiat. Mest foretrukket utgjøres minst 90 volum% av fluidene til stede i borefluidet ifølge oppfinnelsen av en vannbasert løsning inneholdende minst ett alkalimetallformiat. I en annen utførelsesform inneholder minst 95 volum% av fluidene ifølge oppfinnelsen en vannbasert løsning inneholdende minst ett alkalimetallformiat. I én utførelsesform er alle fluidene til stede en vannbasert løsning inneholdende minst ett alkalimetallformiat hvor i hovedsak intet hydrokarbon, eller olje foreligger i borefluidet. Ettersom alkaliformiat fortrinnsvis er oppløst i den vandige løsning, kan borefluidet være uten innhold av faste stoffer ettersom alkaliformiatet fortrinnsvis funksjonerer som et smøremiddel og et vektmateriale.

Når et hydrokarbon eller syntetisk slamfluid foreligger i borefluidene ifølge oppfinnelsen, kan konvensjonelle hydrokarbonfluider eller syntetiske slamfluider benyttes i borefluidene ifølge oppfinnelsen. Eksempler inkluderer, men er ikke begrenset til dieselolje, slik som dieselolje nr. 2, råolje, syntetiske oljer (slik som parafinoljer, olefinoljer, vegetabilske oljer og lignende), så vel som andre konvensjonelle hydrokarbonfluider. Kombinasjoner av ulike hydrokarbonfluider eller syntetiske slamfluider kan benyttes i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse. Dersom et hydrokarbon eller syntetisk slamfluid er til stede i borefluidet ifølge oppfinnelsen, kan ulike mengdeforhold benyttes mellom hydrokarbonfluidet og den vannbaserte løsning beskrevet ovenfor, slik som forhold på 65 volum% hydrokarbonfluid: 35 % vannbasert løsning til 1 volum% hydrokarbonfluid: 99 volum% vannbasert løsning.

Når et hydrokarbonfluid foreligger med den vannbaserte løsning inneholdende minst ett alkalimetallformiat, er fortrinnsvis minst én emulgator eller et overflateaktivt middel til stede for å frembringe en emulsjon av bestanddelene. I hovedsak enhver emulgator eller ethvert overflateaktivt middel i stand til å danne en emulsjon mellom hydrokarbonfluidet og den vannbaserte løsning kan benyttes i forbindelse med den foreliggende oppfinnelse. Eksempler inkluderer, men er ikke begrenset til, en dimertrimersyre slik som Witco DTA 350, imidazolin, tallolje (stearinsyre), Integrity Synvert IV, Integrity Synvert TWA og lignende. Enhver mengde av overflateaktivt middel eller emulgator kan benyttes for å danne emulsjonen slik som fra 0,454 til 13,62 kg per 0,159 m<3>(1 til 30 pund pr. fat, hvor et fat er ca. 42 gallons (1 pund = 0,454 kg, 1 fat = 158,991, 1 gallon (US) = 3,79 1)).

Andre valgfrie bestanddeler som kan foreligge i borefluidene ifølge oppfinnelsen inkluderer et filtreringskontrollmiddel eller porebroingsmateriale slik som Gilsonite og lignende. Disse filtreringskontrollmidler kan benyttes i konvensjonelle mengder.

Andre bestanddeler som kan være til stede i borefluidene ifølge oppfinnelsen inkluderer faste vektmaterialer slik som barytt, hematitt, og/eller kalsiumkarbonat. Disse faste vektmaterialer kan benyttes om ønskelig. Mengden av faste vektmaterialer, hvilken er valgfri, kan være fra 0,227 kg per 0,159 m3 to 227 kg per 0,159 m (ca. 0,5 pund pr. fat til ca. 500 pund pr. fat).

En annen valgfri bestanddel i borefluidene ifølge oppfinnelsen er et fuktemiddel som kan være nyttig for å emulgere alkalimetallformiatfluidene med hydrokarbonbaserte eksterne fluider. Et eksempel på et egnet fuktemiddel er Integrity Synvert TWA. Konvensjonelle mengder kan benyttes i kombinasjon med emulgatorene beskrevet ovenfor for å oppnå ønskede emulsjoner av formiatfluidene med de hydrokarbonbaserte eksterne fluider.

Andre bestanddeler som eventuelt kan benyttes, inkluderer, men er ikke begrenset til, andre borefluidprodukter slik som polymerer for å tilføre viskositet, hydrofile leirer, organofile leirer, fluidtapkontrolltilsatser, aminbehandlede leirer, leirer behandlet slik at de tilveiebringer viskositet i ikke-vandige fluider, og lignende. Disse andre valgfrie bestanddeler kan benyttes i konvensjonelle mengder kjent for fagpersoner.

Alkalimetallformiatet som foreligger som en del av den vannbaserte løsning behøver ikke å være helt mettet i den vannbaserte løsning for således å tillate eventuelt resterende vannløselige komponenter, fortrinnsvis å bli oppløst i løsningen sammen med alkalimetallformiatet. Således kan alkalimetallformiatet som foreligger i den vannbaserte løsning være til stede i en mengde på mindre enn 80 vekt% basert på den vannbaserte løsningsbasis, og mer foretrukket fra 60 til 80 vekt%.

Den viktige fordel med den foreliggende oppfinnelse er muligheten for å justere tettheten av borefluidet til enhver ønsket tetthet. Dette kan særlig utføres med innføring av en kombinasjon av alkalimetallformiater, slik som kaliumformiat med cesiumformiat. Som et eksempel kan en vannbasert del av borefluidet inneholde cesiumformiat som kan foreligge i området fra 1,8 til 2,4 spesifikk tetthet. Dette tetthetsområde kan justeres med innføring av kaliumformiat. For eksempel når 0 til 100 vekt% av kaliumformiatet innbefattes i den vannbaserte del av borefluidet, kan tettheten av den totale vannbaserte del av borefluidet variere fra ca. 1,2 til ca. 2,4. Følgelig kan tettheten av borefluidet i hovedsak tilpasses nøyaktig for å møte tettheten som behøves for borefluidet for anvendelse ved boring av brønnen ved aktuelle dyp. For lavere tetthetsområder kan natriumformiat tilføres til kaliumformatet, for således å spesialtilpasse borefluider med lavere tetthet.

Følgelig gjør borefluidene ifølge oppfinnelsen det mulig å oppnå en variasjon av ulike tettheter og å minimalisere eller fullstendig eliminere de faste vektmaterialer som foreligger i konvensjonelle borefluider. Borefluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse kan innføres i brønnhullet ved enhver konvensjonell teknikk, slik som, men ikke begrenset til å pumpes inn i borerøret. Videre kan borefluidene gjenvinnes eller tas ut ved bruk av konvensjonelle teknikker.

Borefluidene ifølge den foreliggende oppfinnelse kan fremstilles ved å blande alle bestanddelene sammen. Når en emulsjon fremstilles vil komponentene typisk blandes sammen ved skjærpåvirkning for å sikre en dispersjon som fortrinnsvis er jevn med hensyn til bestanddelene.

For eksempel kan en typisk parafinisk hydrokarbonolje slik som ESCAID 110, med en spesifikk tetthet på 0,803 [0,80 kg/l (6,7 ppg)] og en cesiumformiatløsning med spesifikk tetthet på 2,2 [2,20 kg/l (18,36 ppg)], når de kombineres i et forhold på 1:1 og ved tilsats av en emulgator eller en rekke emulgatorer tilblandet ved skjærpåvirkning, sammen produsere en emulsjon eller mikroemulsjon som har en cesiumformiatinvert fase eller (intern fase) og en ekstern oljefase. Den spesifikke tetthet av den kombinerte blanding ifølge eksemplet er 1,51 [1,51 kg/l (12,6 ppg)].

I forbindelse med den foreliggende oppfinnelse, når et hydrokarbonbasert eksternt fluid benyttes med minst ett formiatfluid som beskrevet ovenfor, kan formiatfluidene være delvis eller helt emulgert i det hydrokarbonbaserte fluid. Eller som et alternativ, når en hoveddel av borefluidet er et formiatfluid, kan hydrokarbonfluidet, om til stede, være delvis eller helt emulgert i formiatfluidet.

Eventuelt kan borefluidene ifølge oppfinnelsen også inneholde minst én syre. Fortrinnsvis er syren en syre inneholdende minst én karboksylgruppe og mer foretrukket maursyre eller en syre avledet derav. Andre eksempler på syrer som kan benyttes inkluderer, men er ikke begrenset til eddiksyre, askorbinsyre, sitronsyre, tartarsyre, ftalsyre, glykolsyre og kombinasjoner derav. Syren kan foreligge i ulike mengder slik som fra 1 eller mindre til 25 vekt% eller mer basert på vekten av borefluidet. Nærværet av syren har virkning til å justere pH i borefluidet så vel som å tilveiebringe andre fordeler for borefluidet. Når en syre er til stede kan for eksempel alkalimetallformiatfluidet, slik som cesiumformiat, foreligge i enhver molar mengde, men er fortrinnsvis til stede i en mengde på fra 3 M. Tilsvarende kan syren når den er tilstede foreligge i enhver molar mengde, men er fortrinnsvis til stede i en mengde fra ca. 2,2 M til ca. 15 M. pH i borefluidet kan være enhver pH.

Den foreliggende oppfinnelse vil bli nærmere forklart ved hjelp av de etterfølgende eksempler, hvilke er ment kun å være eksempler på den foreliggende oppfinnelse.

EKSEMPLER

Ulike borefluidformuleringer ble fremstilt og testet for å bestemme evnen for borefluidene til å funksjonere som hensiktsmessige borefluider for boring.

I eksemplene ble cesiumformiat benyttet og slik det kan ses i resultatene oppsummert i de ulike tabeller, ble et borefluid fremstilt som hadde lavt eller intet innhold av faste stoffer og mulighet for tilpassede tettheter ved bruk av en kombinasjon av bestanddelen som er beskrevet. I eksemplene er et fat generelt 42 gallons væske. IA-35 er en syntetisk olje fra Integrity Industries. Integrity Synvis er et viskositetsmiddel. Witco DTA 350 er et fuktemiddel. Baroid Baracarb 50 er kalsiumkarbonat. Initiell ES (volt) er elektrisk stabilitet ved temperaturen vist under verdiene. Initielle egenskaper referer til tilsynelatende viskositet ved bruk av et Fann 35 viskosimeter. SA betegner statisk eldet ES-testing og 250 refererer til testing ved 250 ° (121 °C) i 16 timer. "Silv" refererer til en Silverson-blander.

Testene i tabellene ble utført i henhold til "Recommended Practice Standard Procedure for Field Testing oil-based drilling fluids" API 13B-2 2. utg. 1. des. 1991) og "Recommended Practice Standard Procedure API Recommended Procedure 13-1" (5. utg.

1. juni 1995), herved innbefattet ved henvisning.

Andre utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse vil være nærliggende for fagpersoner innen teknikken fra betraktning av den foreliggende beskrivelse og utøvelse av den foreliggende oppfinnelse som her er beskrevet. Det er meningen at den foreliggende beskrivelse og eksemplene kun skal betraktes som eksempler, idet oppfinnelsens idé og omfang er definert ved de etterfølgende krav.

I tabellene nedenfor gjelder de følgende konverteringer:

Cesiumformiat, 1A-35 (50/50) blanding, 2,3 s.g (spesifikk tetthet) CsF) 2,3 s.g.

Blandingsprosedyre:

14.6/58.4 Olje/CsF-forhold

Kommentarer:

Merk. I. Prøver 337 og 338 fremsto kornet med 15 lb/bbl Synvert V.

Konsentrasjon ble økt til 25 lb/bbl.

Etter varmvalsing ved 66 C var prøvene fortsatt kornet.

2. Slamvekt nr. 339 var 14,7 lb/gal (CsF i 337-339 sp. tetthet 2,366)

MERK: 1. Slamvekt på 339 er 14.7 lb/gal (CsF i 340 er 2366 s.g) 2. Slamvekt på 347 er 14.6 lb/gal (CsF i 347-348 er 2.30 s.g)

Observasjoner:

Emulsjonen var klar ved temperaturer over 54 °C

Anvendt skjærpåvirkning var direkte relatert til emulsjonsstabilitet Oppvarming til 66 °C virket stabiliserende på emulsjonen (tilsv, skjær.) Olje/vann-forhold så lave som 25/75 er oppnåelige ved dette system

175 ml Esctid 110 (0.803 tg) (140.5 Cetiumformiat, Escaid 110 (50/50-blanding) gnm )

l7SmlCeciumformiat(2.2sg) • (385<g>ram) Blaadingsprosedyre:

1. Utmål Escaid 110, tilfar Geitone II, bland i 10 min

2. Tilfør emulg.mid. (under i uthevet), bland i 5 min, tilfar Barablock, bland i 10 min

3. Tilfer CsF, bland i 10 min på HB, tilfør Lo-Wate, bland i 10 min på HB

4. Utfør Initiale ES, viskositeter ved 120 gr. F

5. Sett 10 ml prøve i en flaske, SA i 241 ved 75 gr. F, mål volumer

6. Varmvals i 16 timer ved 150 gr. F

7. Blund på nytt, utfør rheologi, ES, API, HTHP ved 150 gr. F

l. Sett flasker i ovn og Ia det eldes ved 150 gr. F i 241,

mil volumer

9. Dersom 150 gr.F HTHP er bra, utfør ved 250 gr.F

Blandings rekkefølge:

t. Utmål Ia 35 baseolje 2. Tilfor Synvert IV

3. Tilfør cesiumformiat

4. Bland på HB, Silverson tit I35°F

Testprosedyre

Integritet Synvert IV prove l. Bland prøve

1 gallon kanne 2. Flasser alikvoter av prøve i store testrør 3. La prøvene eldes i 24 timer ved 200,250 og 300 Ff, 300 psi N2 4. La prøvene eldes i 72timer ved 200,250 og 300 F, 300 psi N2 5. Mål total høyde, oje, emulsjon og saltlake Merknad: 24 h 300°F og 72 h 200 og 250°F fluidene syntes å ha to fas«r i eraulsjonsdelen. Én fase var mer distinkt oljeaktig og den andre mer distinkt emulsjon. Prøve av 50/50 blanding fra Integritet (en gallon kanne)

Integritet Turpene-formiatprøve

Cesiumformiat, IA - 35 (42/58 blanding, s.g.

CsF) 23 sg csf

Blandingsprosedyre:

1. Utmål IA - 35

2. Tilfør Synvis, bland i 5 min.

3. Tilfør CsF, bland i 10 min.

4. TUfør Synvert 5, bland i 10 min.

5. Tilfer DTA 350, bland på Silverson til 120 "F

6. Tilfør kalsiumkarbonat, bland i 10 min. på

HB

7. Utfør initiale ES, viskositeter ved 120 °F

8. Sett 10 ml prøve i en flaske, SA i 241 ved

75<*>1%mål 11. Sett flaskr i ovn og la statisk eldes ved 150<*>F i 241, mål 9. Varmvalsilfitved 150<*>F 12. Dersom 150 F HTHP er god, utfør ved 250 °F

10. Bland på ny, utfør rheologi, ES, API, HTHP ved

I5OT

Fri olje, %

Ceciumformiat, IA - 35 (50/50 blanding, 2,3 s.g. CsF)

Blandingsprosedyre:lg cif

1. Utmål IA-35

IA. Tilfør Synvis, bland i 5 min.

2. Tilfor CsF, bland i 10 min.

3. Tilfør Synvert 5, bland i 10 min.

3A. Tilfør kalsiumkarbonat, bland i 10 min.

4. Utfør initiale ES, viskositeter ved 120 °F

5. Sett 10 ml prøve i en flaske, SA i

241 ved 75<*>F, mål volumer

6. Varmvals i 161 ved IS0*F

7. Bland på nytt, utfør rheologi, ES, APL HTHP ved 150 °F

8. Sett flasker i ovn og la statisk eldes ved 150 °F

i 241, mål volumer

9. Dersom 150 F HTHP er god, utfør ved 250 "F

NOTE: I. Prøve 337 og 338 så kornete nt med 15 lb&bbl Synvert V. Konsentrasjonen ble øket til 25 lb/bbl.

Etter varmvabing ved 150 F, så prøve 337 og 338 fremdeles kornete nt.

2. Slamvekt på 339 er 14,7 lb/gal (CsF i 337-340 er 2,366 s.g.)

Cesiumformiat, IA - 35 (50/50 blanding) 175 ml IA - 35 (0.828 sg) • (144.9 gram)

175 ml cesiumformiat (2.2 sg) • (385 gram) Blandingsprosedyre:

1. UtmåIA-35

IA. Tilfør Syn vis, bland i 5 min.

2. Tilfør CsF, bland i 10 min.

3. Tilfør Synvert, bland i 10 min.

3A. Tilfør kalsiumkarbonat, bland i 10 min.

4. Utfør initiale ES, vkkositeter ved 120 °F

5. Sett 10 ml prøve i en flaske, SA i

241 ved 75<*>F, mil volumer

6. Varmvals i 161 ved. 150 °F

7. Bland på nytt, utfør rheologi, ES, API, HTHP v. 150 *F

8. Sett flasker i ovn og la statisk eldes v. 150 "F

i 241, mål volumer

9. Dersom 150 F HTHP er god, utfør ved 250°F

Claims

1. Borefluid eller boreslam omfattende et vannbasert cesiumformiat, minst en emulgator, minst et fluidtapkontrolladditiv, minst et hydrokarbonbasert fluid og valgfritt kaliumformiat, karakterisert vedat det vannbaserte fluidet er delvis eller fullstendig emulgert i det hydrokarbonbaserte fluidet for dannelse av en hydrokarbonbasert emulsjon, og hvor borefluidet eller boreslammet er en blanding av hydrokarbonbasert fluid og et vannbasert middel med en fordeling med forholdet 65 volum% hydrokarbonfluid: 35 % vannbasert løsning til 1 volum% hydrokarbonfluid: 99 volum% vannbasert løsning.

2. Borefluid ifølge krav 1, karakterisert vedat borefluidet videre omfatter minst én syre.

3. Borefluid ifølge krav 1, karakterisert vedat det videre omfatter minst ett fuktemiddel, minst én organisk leire, minst ett filtreringskontrollmiddel, minst én polymer eller kombinasjoner derav.

4. Borefluid ifølge krav 1, karakterisert vedat emulgatoren omfatter en dimertrimersyre, imidazolin, tallolje eller kombinasjoner derav.

5. Borefluid ifølge krav 1, karakterisert vedat det hydrokarbonbaserte fluid omfatter dieselolje.

6. Borefluid ifølge krav 1, karakterisert vedat det hydrokarbonbaserte fluid omfatter minst én syntetisk olje.

7. Borefluid ifølge krav 2, karakterisert vedat syren er maursyre eller et syrederivat derav.

8. Borefluid ifølge krav 1, karakterisert vedat ikke inneholde noen fast vektmateriale.

9. Borefluid ifølge krav 1, karakterisert vedat nevnte cesiumformiat og kaliumformiatet ikke er fullt mettet i borefluidet.

10. Fremgangsmåte for å bore en brønn, karakterisert vedat den omfatter å bore brønnen i nærvær av borefluidet ifølge krav 1-9.